詹燕民 倪玲英 李 毅 白 莉 文 瀟

(1.中海油天津分公司；2.中國石油大學(華東)石油工程學院)

自1985年渤海埕北油田鋪設第一根用于海洋油氣開采海底管道起，我國海洋油氣開采不斷向縱深發(fā)展，形成了縱橫交錯的海底管網(wǎng)。這些管道有的新投產(chǎn)，有的運行多年，還有的已達到或超出設計壽命，延期服役。連續(xù)運行多年的海洋管道處于復雜多變的海洋環(huán)境中，實施海洋管道的風險分析和評價顯得十分重要。海洋工程領(lǐng)域的風險分析研究始于20世紀70年代后期，由英國石油工程師率先在北海油田引入了風險分析。之后各種風險分析方法被引入到海洋管道的風險評估和風險管理中[1～6],圍繞北海油田積累了海洋管道事故數(shù)據(jù)庫PARLOC[7]，Kent根據(jù)美國運輸部總結(jié)的經(jīng)驗編寫的《風險管理手冊》有重要指導作用[8]。我國在海底管道風險評估、完整性管理方面做了一些研究和實踐工作[9，10]。挪威DNV組織圍繞海洋管道腐蝕、外力干擾提出了與風險評估有關(guān)的規(guī)范和推薦做法[11～13]。美國API針對陸上埋地管道的腐蝕問題有一些推薦做法[14]。隨著實踐和理論研究的深入，這些規(guī)范和準則在不斷更新和擴展。

1 渤海海洋管道風險評價方案設計

風險評價的任務主要有3項：危險(源)識別/災害識別、估算導致失效主要風險因子的發(fā)生概率Pi和估算失效的后果概率Ci。海洋管道的風險評價得分R為：

(1)

式中Pi——單個事件的發(fā)生概率；

Ci——該事件產(chǎn)生的預期后果。

由于各根海洋管道的運行時間不同、內(nèi)外檢測數(shù)據(jù)詳細情況有別，加上渤海油田海洋管道第一根建成至今不到30年，其事故記錄資料不足以建立數(shù)據(jù)庫。因此，單一的風險評估方法不能夠滿足實際需求。筆者設計了結(jié)合定性和定量方法的風險評估系統(tǒng)，能夠?qū)Y料較缺乏的海洋管道進行定性評價(故障樹法)或半定量評價(專家評分法、事故數(shù)據(jù)庫法)，也能夠?qū)χ攸c關(guān)注的管道(內(nèi)外檢測數(shù)據(jù)比較詳盡)進行專項評估，比如腐蝕風險評估和懸空評估(圖1)。后3種方案的評估結(jié)果統(tǒng)一按風險矩陣法的原則劃分風險等級。用Matlab7.0進行后臺運算，用C#編制軟件界面，以交互式界面調(diào)入數(shù)據(jù)和顯示結(jié)果，方便直觀。

圖1 渤海油田海洋管道風險評價系統(tǒng)

定性風險評價基于故障樹法。半定量分析結(jié)合了層次分析法(AHP)和專家評分法。用層次分析法可以篩選出海洋管道的主要風險因子[1,4]，結(jié)合英國北海海底管道事故數(shù)據(jù)庫PARLOC2001的對事故類型的分類，筆者確定渤海海洋管道風險因子層次結(jié)構(gòu)和后果層次結(jié)構(gòu)如圖2，3所示。

圖2 風險因子層次結(jié)構(gòu)

圖3 風險后果層次結(jié)構(gòu)

1.1 規(guī)范法(方案一)

規(guī)范法是指利用現(xiàn)有的規(guī)范計算腐蝕管道的許用壓力等參數(shù)[14]。目前國內(nèi)外沒有專門針對海洋管道腐蝕失效的規(guī)范，API 570規(guī)范7.1.1中規(guī)定了在計劃以內(nèi)的檢測中允許的最大工作壓力。設在下一次的計劃檢測時間內(nèi)，管壁金屬的損失是腐蝕速率的兩倍，其計算公式如下：

(2)

式中D——管道外徑，mm；

E——縱向焊縫有效值；

pmax,ΔT——下一次的計劃檢測時間內(nèi)允許的最大工作壓力，MPa；

r——腐蝕速率，mm/y；

S——管道許用應力，MPa；

t——管壁檢測厚度，mm；

ΔT——檢測間隔時間，y。

然后對比管道的原始(設計)壓力p和pmax,ΔT：如果pmax,ΔT≥p，下一次檢測時間合適；如果pmax,ΔT

(3)

式(2)、(3)適用于腐蝕速率已知、管道采取了內(nèi)外防腐措施的情況。

1.2 層次分析法+PARLOC數(shù)據(jù)庫/專家評分法+風險矩陣(方案二/三)

基于層次分析結(jié)構(gòu)(圖2、3)，依據(jù)數(shù)據(jù)庫的統(tǒng)計信息或者Kent評分系統(tǒng)估算各風險因子的發(fā)生概率和后果概率。然后由式(1)計算風險分值，用風險矩陣定義風險等級。風險等級劃分采用表1的方式，分6級。

表1 風險矩陣等級劃分

1.3 懸空模型(方案四)

懸空長度的校核一般依據(jù)靜態(tài)臨界懸跨長度理論或者依據(jù)為避免懸跨段出現(xiàn)渦激共振的理論估計臨界懸跨長度。具體參考DNV RP F105和F109，筆者通過調(diào)用渤海海洋管道安全模塊，得到臨界懸跨長度L1。將計算的臨界懸跨長度L1與管道外部調(diào)查發(fā)現(xiàn)的實際懸跨Ls對比。將L1與Ls的差距，與管道因懸跨段失效的風險等級高低相對應。如果沒有外檢測數(shù)據(jù)，由DNV RP F105 推薦標準粗略估計懸跨段的失效概率等級和后果等級。最后參照風險矩陣的方式確定風險等級(表1)。

2 渤海海洋管道風險評價實例

2.1 海洋管道的懸空風險評估

遼東灣作業(yè)區(qū)水下調(diào)查發(fā)現(xiàn)多條海管(全長14.3 km)有懸跨現(xiàn)象。計算的臨界跨長約為33.7m。用定量方案四，估計該混輸海管3處懸跨的風險得分和風險等級見表2。結(jié)合方案二和方案三，可知懸空屬于發(fā)生概率較低但后果概率較高的風險因子。因此建議對評為H(高風險)的懸跨段盡快治理，并提高聲學掃描檢測、取樣和巡航的頻率。對評為LM(中低風險)和L(低風險)的懸跨段，按原定計劃保持路由勘察和/或聲學掃描。

表2 遼東作業(yè)區(qū)海底管道懸跨段風險評估

2.2 海洋管道腐蝕的規(guī)范法風險評估

以渤中29-4 WHPA平臺至渤中28-2S BOP平臺段海底管道為例進行腐蝕風險評價，該海管的立管段腐蝕裕量為6.00mm，平管段內(nèi)腐蝕裕量約為4.36mm(表3)。輸送管(內(nèi)管)無內(nèi)防腐涂層，平管段外部為3.20mm厚的低密度聚乙烯涂層。鋼管接頭處有熱縮帶纏繞。平管段為犧牲陽極陰極保護，陽極材料為Al-Zn合金。根據(jù)檢測報告可知，凹坑深度大部分在管道壁厚的10%～20%之間，平均為13%，即平均腐蝕深度約1.08mm。根據(jù)以上信息，可以選擇定量方案一進行腐蝕風險評價。

表3 渤海海底管道的內(nèi)檢測基本信息

通過檢測壁厚可知腐蝕速率，然后預估下一次檢測時間和風險評估時間：

(4)

式中δ——檢測壁厚的精度，如采用漏磁檢測可取為10%；

ΔT——下一次檢測時間，y。

根據(jù)式(2)估算腐蝕海管的允許最大工作壓力以及最大檢測間隔時間的校核見表4。

表4 渤海海底管道腐蝕的風險評估(規(guī)范法)

按API規(guī)范計算的前提是海洋管道已采取足夠的防腐措施，包括注入緩蝕劑、敷設內(nèi)防腐涂層和管外陰極保護。實際上限于加工和施工的困難，渤海油田不少海洋管道未采取內(nèi)防腐涂層保護，而主要使用緩蝕劑和外加陰極保護。這也是管內(nèi)腐蝕速率相當高的原因之一。管內(nèi)腐蝕屬于發(fā)生概率較高，后果概率較低的風險因子，結(jié)合以上分析，筆者提出該海管的檢測和維護建議如下：進行常規(guī)的腐蝕掛片取樣監(jiān)測；降低管內(nèi)輸送物流速，增加緩蝕劑或更換緩蝕劑類型以減緩管內(nèi)腐蝕速率；兩年內(nèi)可按當前工作壓力運行；兩年后進行智能清管器內(nèi)檢測；從而達到降低風險等級的目的；該海管運行兩年，內(nèi)檢測發(fā)現(xiàn)十多處點蝕或環(huán)向腐蝕，有可能存在管材缺陷，應該進行深入的腐蝕機理分析。

3 結(jié)束語

針對渤海油田的海洋管道建立了一套風險評估系統(tǒng)方法，將多種定量方案有機結(jié)合，實現(xiàn)對海洋管道全面而重點兼顧的風險評估，將評價結(jié)果統(tǒng)一為風險等級和風險得分。用Matlab和C#混合編程編制了渤海油田風險評估模塊。以懸空管道和腐蝕管道為例，闡述其中方案一、四的主要原理和應用，并針對性提出了內(nèi)外檢測的重點和維護建議。方案一適用于有內(nèi)檢測數(shù)據(jù)，特別是檢測壁厚或者檢測腐蝕速率的管道。方案四適用于有外檢測數(shù)據(jù)或者已發(fā)現(xiàn)懸空的管道。

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